鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气生产特征及开发对策——以大宁—吉县区块为例

我国埋深在1 000~2 000 m的深部煤层气地质资源量为22.5×1012m3,占总资源量的61.2%,如何提高深部煤层气单井产量,形成针对性的开发对策是研究和攻关的热点。通过统计分析大宁—吉县区块地质参数和试采井生产数据,表明深部煤储层具有渗透率低、微孔发育、可采系数低的特点,丛式井具有长期低产、上产缓慢和排采期长的生产特征,L型水平井具有上产期短,产气量高的生产特征。以此为基础建立了深部煤层气产能评价指标体系,影响深部煤层气产气效果的因素主要包括地质条件、工程技术及质量与管理三大类。因此,提高深部煤层气单井产量要做好以可采性为重点的高产区评价及预测,开展压裂施工参数优化和井型井网井距互相匹配的地质工程一体化设计,加强工程质量管理,降低储层伤害、实现长期持续排采。     

基于油井产量的油层分类研究

油田开发中后期,在进一步提高采收率的诸多研究与试验中,层系细分组合、储量分类评价和井网演变模式成为研究的重点,而这些研究的核心问题就是油层分类。许多专家与学者们结合油田地质特征与开发情况寻找符合当地油层特征的油层分类方式。依据克拉玛依油田上乌尔禾组油藏油井产量与储层物性特征对油层进行分类,共分为5类,分类结果也得到了验证。     

基于微元法建模预测地层水化合物浓度*

为有效降低压裂液对煤层的伤害,可用离子色谱仪测定现场地层水样的组成成分,确定地层水的矿化程度,用复配地层水作为压裂液进行水力压裂施工。为了节省时间与成本,基于微元分析法的基本思想建立了可以实时动态地预测地层水化合物浓度的模型。根据现场生产井的排采情况,假设任意时间段内生产排采出的地层水与远井地带注入地层水的体积相同,并且在微小时间段内,排采出的地层水中化合物浓度保持不变。结果表明,由该模型计算新疆某区块煤层气A井不同生产时间下地层水中KCl和NaCl的浓度,其与离子色谱仪测得的浓度值的平均误差分别为4.01%数12.10%、6.06%数10.46%,验证了该模型的正确性。图2表1参15     

基于测井反演的CT扫描煤储层特征评价——以大宁-吉县区块为例

针对大宁-吉县区块煤岩发育特征,通过CT扫描与常规测井手段相结合,采用反演煤岩虚拟灰度剖面和岩心CT扫描煤层结构精细划分煤层技术,建立3条煤岩组分曲线：镜质组含量、壳质组+惰质组含量、矿物含量,划分夹矸和宏观煤岩类型,计算煤岩段有机质丰度和确定煤层结构类型。煤岩灰度剖面定量出煤层段具体的宏观煤岩组分含量,有效实现单井煤层有机质丰度评价,结合薄夹矸和有机质丰度分布,可有效为压裂选段提供优化指导。     

临汾区块深层煤层气水平井定量化排采控制技术

为了实现临汾区块深层煤层气水平井定量化的排采控制,基于兰格缪尔等温吸附理论和生产特征分析,建立了煤层气水平井排采阶段划分方法,并通过计算确定了压降速度、理论稳产气量等关键控制参数,形成了五段三压式排采控制技术,即以产气变化为依据,将水平井排采过程划分为未见气、憋套压、产气上升、产气稳定与产气衰减5个阶段,再以初始压力、解吸压力、稳产压力为3个关键控制节点,计算得到未见气阶段压降速度为10～12 kPa/d,憋套压阶段暂缓降压,产气上升阶段压降速度为8 kPa/d,产气稳定阶段压降速度不超过2.5 kPa/d,产气衰减阶段压降速度为0.4 kPa/d。实践结果表明:五段三压式排采控制技术可操作性强,能够有效指导生产管理,实现深层煤层气水平井排采的定量化控制。     

煤系气联合开发甜层评价方法研究

选取影响煤系气开发的主要地质因素，采用多层次模糊数学法构建了煤系气开发甜层评价体系，其中各类储层的可改造性权重最高，资源丰度其次，可采性所占权重相对较低。在此基础上，对河南平顶山矿区HN-02井主采煤层所在下石盒子组和山西组地层进行甜层评价，优选出15个甜层，包含煤层7层、泥页岩甜层7层、致密岩甜层1层；各甜层中，二1煤、四2煤及其底板炭质泥岩具有良好的资源条件，四3煤顶板细砂岩与泥岩、四2煤底板薄煤层与炭质泥岩、下石盒子组底部泥岩具有较高的可改造性。煤系气开发阶段，优先对甜层进行射孔、压裂，有利于在有限的施工规模下提升井控范围内可采资源量、储层改造效果，进而促进煤系气高效产出。